Le 12 septembre dernier, la stratégie du Plan Climat de Polynésie Française 2022/2030 (PCPF) a été adoptée lors d’un comité de pilotage qui a regroupé des représentants du gouvernement, de l’administration publique et de la société civile. Le choix s’est porté sur la stratégie n°4, la plus ambitieuse mais qui est aussi celle qui respecte les accords de Paris. Il s’agit de diviser par deux les émissions de CO2/habitant/an et atteindre ainsi 5,5 tonnes en 2030. Le vote s’est fait à l’unanimité moins une abstention : c’est une victoire, sur le papier, pour ceux qui soutiennent la cause écologique.
Le scénario 4 – en fait, deux variantes étaient proposées mais le comité n’a pas tranché – appelle à un « virage sociétal » : « de nouvelles formes de modes de vie et d’organisation collective se développent en rupture avec les tendances actuelles ». « Une vaste prise de conscience associée à des politiques publiques ambitieuses et l’engagement des acteurs économiques pour développer une économie locale et circulaire permet à la Polynésie de rendre son territoire résilient ».
Quelques exemples, les chiffres variant selon un scénario avec un effort particulier sur les transports et l’alimentation, et un autre sur la consommation (chiffres entre parenthèses) :
- Baisse de 30 % (40) des émissions liées aux déchets et diminution de 25 % (40) de l’impact carbone des importations (hors alimentation)
- Augmentation de 35 % de la production agricole locale et diminution 50 % (40) de l’impact carbone de la consommation de viande
- Baisse de 23 % (19) des besoins de mobilité et report modal de 32 % (27)
- Atteinte de 93 % (97) d’énergie renouvelable dans le mix électrique en incluant l’électromobilité et baisse des consommations d’énergie de 20 %
- Hausse de 25 % (20) de l’impact carbone du transport aérien local et baisse de 70 % (50) de celui des déplacements aériens internationaux des Polynésiens
Il s’agit d’une véritable révolution à mettre en œuvre en sept ans ! Cette volonté politique affichée nécessite une gouvernance cohérente et un renforcement très conséquent des moyens humains et financiers affectés à ces objectifs, tout en préservant les équilibres économiques et sociaux… Un pari bien difficile à atteindre !
Cette stratégie s’accompagne d’un scénario d’adaptation, nommé FenuAdapt, non chiffré. « La Polynésie renforce ses connaissances sur les risques climatiques futurs à diverses échelles et identifie les combinaisons de solutions envisageables. Elle réduit en parallèle sa vulnérabilité au travers du renforcement des politiques publiques et de la mise en œuvre de diverses actions (systèmes d’alerte, contrôle des processus d’urbanisation, accès équitable aux ressources…) ».
La mise œuvre du PCPF va se décliner, après concertation rapide, en un vaste programme d’actions, annoncé initialement pour fin 2023, qui sera achevé vraisemblablement au 1er trimestre 2024. Voir https://www.plan-climat-pf.org/public/
De nombreux projets de grandes centrales photovoltaïques
En dehors des fermes solaires liées aux deux appels à projets, d’importantes centrales photovoltaïques viennent d’obtenir une autorisation préalable d’exploiter :
- 1 649 kWc sur la toiture de Carrefour Punaauia, arrêté n°10621 du 3/11/2023
- 950 kWc sur la toiture de Carrefour Faa’a, arrêté n°10622 du 3/11/2023
- 802 kWc à l’hôtel Méridien de Bora Bora, arrêté n°10619 du 3/11/2023
- Centrale hybride photovoltaïque/thermique d’Uturoa : 4 300 kWc avec stockage de 5 000 kWh, accompagnés de 2 groupes électrogènes de 2 000 kVA, arrêté n°10618 du 3/11/2023
De plus, une première tranche de huit projets vient de bénéficier du soutien du Fonds de Transition Energétique dit Fonds Macron, soit 1,2 milliard de Fcfp sur un total de 7,16 milliards sur 5 ans. Elle concerne des centrales hybrides et des unités sur toiture avec stockage, sur des îles des cinq archipels :
- Maiao : construction d’une centrale hybride et création d’un réseau de distribution d’électricité
- Taha’a : unité de production photovoltaïque sur toiture, avec stockage
- Taputapuatea : unité de production photovoltaïque sur toiture, avec stockage
- Tikehau : hybridation de la centrale thermique
- Hao : hybridation de la centrale thermique, qui sera réalisée par EDT
- Tahuata : hybridation de la centrale thermique
- Rurutu : unité de production photovoltaïque sur toiture, avec stockage.
Ces huit projets réduiront notre empreinte carbone de 3 000 t de CO2 et ajouteront 4 GWh d’énergie verte dans notre mix énergétique, selon le Président. Toutefois, cette nouvelle et future production décarbonée ne représente malgré tout qu’environ 0,6 % de la production totale d’électricité du Pays.
Une belle dynamique donc mais qu’il faut encore amplifier si l’on souhaite atteindre les objectifs du Plan Climat !
De plus, les acteurs économiques du secteur des hydrocarbures ne sont pas en reste. L’actualité des dernières semaines a aussi évoqué l’avancement de deux projets de stockage d’hydrocarbures : une nouvelle sphère de stockage de gaz, deux fois plus grande, en substitution de l’ancienne ainsi qu’un nouveau réservoir de carburant pour le groupe Pétropol-Siu et un terminal gazier de Hitia’a pour le groupe d’Albert Moux. Des signaux contradictoires sur le chemin de la décarbonation ! Ne pourrait-on pas espérer un réinvestissement de la rente fossile au profit des énergies renouvelables ?
Rapport de la CTC sur la société TEP
Dans nos deux articles précédents publiés en octobre 2023, nous avions rendu compte d’un rapport de la Chambre territoriale des comptes (CTC) sur la politique énergétique du Pays. Ici, nous le ferons à propos du rapport, rendu publique fin octobre, de la même Chambre sur la Société d’économie mixte Transport d’Energie Electrique en Polynésie française (TEP) et relatif à la même période 2017 à 2021. Voir https://www.ccomptes.fr/fr/ctc-polynesie-francaise
Rappelons que la société TEP est titulaire de la concession de transport d’énergie électrique de l’île de Tahiti depuis 1989 et jusqu’en 2027. Cette fonction est séparée de celles de production (centrales thermiques d’EDT, centrales hydroélectriques de Marama Nui et bientôt fermes solaires) et de distribution vers les clients (EDT pour le Nord et Tahiti Sud Energie pour le Sud).
EDT-ENGIE est sortie du capital de la TEP qui est maintenant réparti entre le Pays (75 %) et Réseau de Transport d’Electricité international (25 %).
« Le coût relatif au transport de l’électricité représente environ, selon la TEP, 7 % de la facture d’électricité, l’essentiel étant constitué par le coût de production » [1]. La SEM est rémunérée via une taxe de transport appliquée sur chaque kWh délivré et fixée par le gouvernement.
Missions de la TEP
Sur la période considérée, la TEP a progressivement étendu ses missions en substitution d’EDT-ENGIE afin de respecter le rôle nouvellement assigné par le Code de l’Energie. Ainsi, la maintenance des équipements, l’exploitation et la conduite du réseau lui ont été affectées respectivement en juin 2019, juin 2020 et décembre 2020. Et, depuis janvier 2022, elle est le responsable de l’équilibre du réseau (ou dispatching). Ses effectifs sont, par suite, passés de 17 à 39 agents. La CTC indique que cette passation ne s’est pas faite sans difficultés, notamment à propos du transfert d’informations techniques « exclusivement gérées et détenues par EDT-ENGIE ».
Une convention signée en septembre 2021 entre les deux parties « opère une répartition des rôles entre EDT/ENGIE définie comme gestionnaire de l’équilibre, et la TEP, désignée comme le responsable de l’équilibre. EDT/ENGIE poursuit dès lors sa tâche historique intégrée de placement des énergies au quotidien, tandis que TEP agit comme donneur d’ordre, prescripteur et contrôleur en temps réel via son Bureau de Contrôle Centralisé ».
La CTC déplore que cette distinction de rôles, gestionnaire versus responsable d’équilibre, introduite par cette convention ne figure pas dans le Code de l’Energie. « Si cette distinction a été justifiée par l’expertise d’EDT/ENGIE ou par l’efficacité globale du système, elle ne semble pas correspondre à la volonté de transfert de cette mission par le Code de l’énergie et peut s’analyser comme une délégation de gestion à EDT/ENGIE. La loi du Pays prévoyant le transfert de cette mission à la TEP a dès lors été vidée de sa substance, sans que le Pays ne fasse parvenir de réponses aux extraits adressés dans le cadre du rapport provisoire et la contradiction ».
D’où la recommandation n° 1 : « Mettre en œuvre de façon effective, dès 2023, la mission de responsable d’équilibre, en lien avec le Pays et EDT/ENGIE ».
La TEP, par un courrier du 1er juin 2023, estime que le Code de l’Energie a bien été respecté dès lors que la « TEP est maintenant fondée à imposer des doctrines de gestion de l’équilibre, et que plus aucune déconnexion de producteur n’est possible sans solliciter son accord ». La TEP considère que « l’organisation retenue, quoique perfectible, semble donc avoir concilié respect du Code de l’Energie et efficience pour l’intérêt général ».
En outre, la CTC attire l’attention sur l’absence de désignation de la TEP comme acheteur unique par le Code de l’Energie, contrairement à ce que préconisait la Commission de Régulation de l’Energie dans un rapport de 2015. Actuellement, le seul acheteur effectif est EDT-ENGIE directement pour sa production thermique ou indirectement pour la production hydraulique via sa filiale Marama Nui mais la TEP peut également l’être de manière légale. La CTC voit ici « une source potentielle de contestations voire de contentieux dans un contexte où il n’existe pas en Polynésie de structure non juridictionnelle indépendante du Pays chargée de résoudre les différends dans le secteur de l’énergie ». En effet, seule la Direction Polynésienne de l’Energie, service du Pays, a le rôle de règlement des différends et, ainsi, manquerait, en cas de conflit, d’impartialité.
La TEP, dans sa réponse du 1/06/2023, estime que si « le paradigme de l’acheteur unique reste un objectif à terme », imposer actuellement à EDT-ENGIE de passer par l’acheteur TEP aurait conduit notamment à « des surcoûts de gestion significatifs ».
Des modifications au contrat de concession de la TEP, avenants 1 à 3, sont relevées par la CTC qui les considère suffisamment importantes pour justifier une remise en concurrence de la concession. Elles concernent des aspects très techniques relatifs aux principes de rémunération de l’activité du concessionnaire, au calcul du revenu autorisé prévisionnel et final, au calcul de la redevance transport et à la nouvelle mission de responsable d’équilibre.
La TEP, dans sa réponse, indique que, « au regard des usages » et de la jurisprudence, il n’y a pas lieu « d’imposer une résiliation de la concession et une remise en concurrence, avec tous les coûts et aléas que de telles nouvelles procédures auraient impliqués ».
La CTC juge également le contrôle du Pays sur les comptes de la TEP bien tardif. En effet, « ce n’est qu’en 2022 qu’un cabinet a été missionné pour auditer les rapports du délégataire des exercices 2016 à 2020, soit 5 années après la remise du rapport pour les comptes 2016 ».
Enfin, la CTC considère que le cumul de fonctions du Pays – autorité fixant le tarif de transport, autorité concédante et principal actionnaire – « est de nature à faire naître des risques sur l’impartialité des décisions prises par le Pays à l’égard de la TEP ».
Valorisation des actions de la TEP
Comme indiqué plus haut, le renforcement de l’indépendance de la TEP a nécessité la sortie d’EDT-ENGIE de son actionnariat. « La Chambre observe que la valeur nominale des actions de la SEM a fortement évolué sur une courte période », entre le moment du rachat par le Pays des parts d’EDT, juin 2021, et celui de vente à RTEi, mars 2022. Une opération qui a généré un gain de 201 M Fcfp pour le Pays ! Mais une opération qui conduit, malgré des éléments apportés par EDT-ENGIE, la CTC « à confirmer ses interrogations sur les fluctuations de la valorisation des actions de la SEM à des dates proches ». Mystère…
Performance de la gestion du réseau de transport
La performance du réseau de transport, tout à fait comparable à celle de l’hexagone en termes de taux de coupure ou d’énergie non distribuée, n’appelle pas d’observations particulières de la part de la CTC. Toutefois, celle-ci regrette « le caractère tardif des investissements » sur la partie Sud du réseau, zone qui engendre le plus de défauts. La TEP a programmé le passage à 30 kV de certains équipements et la rénovation de liaisons 20 kV entre 2023 et 2026.
La CTC relève cependant que la perception de la qualité de service a été affectée par le black-out du 10 octobre 2019 qui a duré 4 heures et dont EDT et la TEP se renvoient la responsabilité. Compte tenu des nouvelles interruptions de longue durée survenues les 24 et 25 novembre derniers, nous sommes en droit de nous questionner sur la qualité des organes du poste d’interconnexion de la Punaruu et les moyens locaux de réparation.
Pertes de transport
Le Code de l’Energie prévoit que « chacun supporte ses pertes ». La CTC demande donc à la TEP « de réviser et clarifier les conventions régissant le secteur sur le point des pertes » avec EDT-ENGIE et Marama Nui. D’où la recommandation n° 2. : Conclure, dès 2023, des conventions d’indemnisation des pertes de transport avec Marama Nui et EDT/ENGIE.
La TEP vient d’achever la boucle Nord 90 kV qui permet une plus grande sécurité d’approvisionnement de la zone urbaine. Selon la TEP, une hausse des pertes de transport n’est pas à attendre de cet investissement mais plutôt de la mise en service des quatre premières fermes solaires toutes situées dans le Sud.
Situation financière
« La situation financière de la SEM s’est sensiblement améliorée à partir de l’exercice 2018. Cette amélioration résulte essentiellement de la révision du tarif de transport fixé par le Pays (passage d’un tarif de transport d’électricité de 1,95 Fcfp à 2,75 Fcfp le kWh par arrêté de décembre 2016) conduisant à une progression des ressources de l’ordre de 376 M Fcfp par an et à des reprises liées à la suppression des amortissements de la caducité dont l’incidence en recettes est évaluée à 254 M Fcfp par an. Ces reprises sont liées à la fin du retour gratuit des biens en fin de concession et à la mise en place d’une indemnité de fin de contrat ».
Toutefois, « la Chambre s’interroge sur le bien-fondé de cette suppression de la provision pour renouvellement. (…) Par ailleurs, rien n’indique que cette économie sur les charges calculées a été répercutée sur le tarif du transport, qui aurait dû baisser à raison de cette économie de charges. Cela constitue un défaut de transparence ».
De plus, une nouvelle formule tarifaire, introduite par l’avenant n°3, applicable au 1er janvier 2024, devrait conduire « à une revalorisation du tarif et donc à une progression des ressources d’exploitation de la TEP au cours des prochaines années ».
En outre, « malgré l’amélioration de la situation financière prévisionnelle, les hypothèses des plans de financement reconduisent un taux de subvention identique à celui qui a été constaté par le passé, soit environ 25 % du montant des investissements à financer, correspondant essentiellement aux subventions du contrat de transformation et de développement du Pays ».
La CTC estime donc que la TEP devrait reconsidérer le niveau d’autofinancement de ses investissements.
Enfin, la CTC demande davantage de transparence sur le détail des investissements depuis leur lancement et jusqu’à leur mise en service.
D’où les recommandations n° 3 et n°4 : Présenter, dès 2023, dans les rapports du délégataire l’historique de chaque programme de renouvellement et, dès 2023, présenter régulièrement au Pays différents scénarii de financement des investissements.
Note :
[1] Sauf mention contraire, les guillemets introduisent une citation du rapport étudié.
